Оценка коэффициента продуктивности и пластового давления по кривым изменения во времени дебита и забойного давления

Метод псевдоиндикаторной (Яковлева)

 

Ограничения метода связаны с тем, что даже в условиях, когда фильтрация под­чиняется одночленному закону фильтрации (Дарси), такая диаграмма нелинейна. Причина нелинейности в том, что каждая точка диаграммы отражает нестабильный переходный процесс изменения давления и дебита во времени. Однако с течением времени темп изменения этих параметров снижается и после нескольких часов с мо­мента начала восстановления уровня становится возможным аппроксимировать псев­доиндикаторную диаграмму линейной зависимостью и определить по этой зависимо­сти коэффициент продуктивности и пластовое давление (4).

Рисунок 4 – Обработка КВУ методом псевдоиндикаторной (Яковлева): 1 – реальная кривая зависимости давления от дебита; 1* - аппроксимация реальной кривой (линейной зависимостью при больших временах t); стрелкой изображается направление увеличения времени

Рисунок 5 – Обработка КВУ методом псевдоиндикаторной (Яковлева) при недостаточном времени выдержки скважины: 1, 1* - соответственно кривая зависимости давления от дебита и ее апроксимация линейной зависимостью при недостаточном времени КВУ; 2, 2* - то же при стабилизации в скважине квазистационарного режима притока; t – направление увеличения времени

Оптимальным для построения псевдоиндикаторной диаграммы в диапазоне наи­более вероятных фильтрационных свойств пластов залежей углеводородов является временной отрезок со следующими параметрами.

■ Начало отрезка - первые 1-2 часа подъема уровня, конец отрезка - от 3-5 до 8-10 часов. При меньших временах псевдоиндикаторная диаграмма будет искажена вследствие интенсивного изменения дебита во времени. При больших временах из-за маленьких приращений давления недостаточно точно определяется дебит.

■ Длительность временного интервала должна составлять как минимум несколько часов, чтобы наклон диаграммы был достаточно рельефным на фоне флуктуации исходных параметров.

Критерием достоверности псевдоиндикаторной диаграммы является возможность ее аппроксимации линейной зависимостью с коэффициентом корреляции не хуже 0.7-0.8 и превышение диапазона изменения дебита над его флуктуациями во времени в 3-5 раз и более.

Рисунок 6 – Пример обработки КВУ методом псевдоиндикаторной (Яковлева) в комплексе «ГидраТест»

 

Рис. 5 иллюстрирует случай, когда продолжительность простоя скважины недостаточна для оценки ко­эффициента продуктивности. В этом случае при интерпретации занижается пластовое давление и завышается ко­эффициент продуктивности.

На рис. 6 приведен пример обработки КВУ методом Яковлева в ре­альной скважине с помощью ПО «ГидраТест».

Метод Маскета

 

 

Обработка КВУ на основе этого результата реализуется следующим образом. Снача­ла определяется пластовое давление - для этого перебирают величины в диапазоне его вероятного изменения. Для текущего значения строится график зависимости парамет­ров и времени и Признаком того, что текущее значение пластового давления совпадает с истинным значением, является линейный характер данной зависимости.

Определив величину , находят коэффициент продуктивности как тангенс угла наклона полученной линейной зависимости.

По ординате пересечения этой прямой линии с осью ординат можно проконтро­лировать определенное ранее значение .

Реализацию метода иллюстрирует рис. 7.

Рисунок 7 – Пример обработки КВУ методом Маскета в комплексе «ГидраТест»: а – пластовое давление подобрано неверно; б – пластовое давление подобрано правильно

Данный метод легко реализуется в дифференциальном варианте. Продифференцировав (16) по времени, получим:

, (18)

Или

ln . (19)

Отсюда следует, что для определения значения достаточно перестроить исходные данные в координатах [ln ].

Реализацию метода иллюстрирует рис. 8.

Рисунок 8 – Пример обработки КВУ дифференциальным методом Маскета в комплексе «ГидраТест»: а – в отсутствии сглаживания; б – при сглаживании